La regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en

La regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica
en España*
Pere Mir
Universitat de Lleida
Resumen
Tras unos años de escaso éxito en la promoción de la generación solar en España, la potencia
fotovoltaica vivió un boom en los años 2007 y 2008. La necesidad de controlar el costo económico
resultante, dio lugar a una especial densidad normativa en 2009 y 2010. En concreto, se tomaron dos
tipos de medidas: para la nueva capacidad, estrictos cupos e importantes rebajas de las tarifas y, para
la ya autorizada, una destacada reducción del número de horas con derecho a prima. Algunas de estas
medidas fueron consideradas retroactivas por el sector, de forma que han sido recurridas ante los tribunales. Recién iniciado el año 2012, un nuevo Real decreto-ley estableció una moratoria sine die de
la generación solar, el futuro de la cual queda por consiguiente en entredicho.
Palabras clave: regulación de fuentes renovables de electricidad, generación fotovoltaica, generación solar termoeléctrica.
Clasificación JEL: Q41, Q42, Q51.
Abstract
For years the promotion of solar power in Spain had no success. But in 2007 and 2008 the PV
generation experienced a boom. The control of the ensuing economic burden, led to an intensive
regulatory activity in 2009 and 2010. Two measures were specifically taken: for new capacity, strict
quotas and significant cuts in tariffs, and, with respect the operating capacity, an important reduction
in the number of eligible hours. Some of these measures were considered retroactive by the industry,
so that have been contested in the courts. Just started 2012, a new Royal Decree established a solar
generation moratorium for an indefinite period. As a result, the future of solar generation in Spain is
compromised.
Keywords: renewables regulation policies, photovoltaics, concentrating solar power.
JEL classification: Q41, Q42, Q51.
1. Introducción
Este artículo recorre las principales vicisitudes de la generación fotovoltaica
(apartados 2 a 4) y de la solar termoeléctrica (punto 5) desde finales del siglo pasado
hasta 2011. Sigue el apartado 6 consagrado a las decisiones regulatorias tomadas en
2012 que da paso a unas breves conclusiones finales.
* Este artículo es un breve resumen del capítulo 6 del libro Economía de la generación solar
eléctrica. La regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en España, de próxima publicación por
Editorial Cívitas. Se remite al lector a esta fuente para recabar mucha más información al respecto.
186cuadernos económicos de ice n.º 83
Con la aprobación de la Ley del Sector Eléctrico (L 54/1997) se sentaron las bases de la política de apoyo a la generación solar, entre muchos otros aspectos. Un año
después, el RD 2818/1998 establecía el pago de una tarifa o prima (a elegir) por kWh
y, además, animaba a las instalaciones fotovoltaicas, aun cuando tuvieran titulares
distintos, a compartir puntos de conexión a la red. Se generalizó, pues, la yuxtaposición de plantas de pequeña potencia denominadas huertos solares. Ello, por una
parte, garantizaba obtener la máxima retribución y, por la otra, permitía aprovechar economías de escala compartiendo equipos y líneas de evacuación (CNE, 2008:
p. 25, y De la Hoz, 2010: pp. 2559-2561).
Con el RD 436/2004, las tarifas pasaron a ser establecidas como un porcentaje
de la tarifa eléctrica media o de referencia pagada por los abonados. También se
mantuvo la posibilidad de los huertos solares, aunque su tamaño ascendió hasta los
100 kWp1.
2. El RD 661/2007
El RD 661/2007 eliminó cualquier atisbo de incertidumbre con respecto a la retribución de las plantas fotovoltaicas: la tarifa inicial era fija y su valor, para las plantas
ya autorizadas, se actualizaría todos los años según la inflación, menos una pequeña
deducción porcentual. La norma disponía, además, un descenso parcial de la tarifa
tras veinticinco años. La combinación de una tarifa perfectamente conocida y un
método de actualización inequívoco y fácil de aplicar, junto con la garantía temporal
de largo plazo, condujo la inversión en plantas fotovoltaicas a un grado de seguridad
poco común.
El RD establecía que el marco retributivo sería revisado en 2010 y, de ahí en
adelante, cada cuatro años. La norma, sin embargo, también preveía otro criterio de
revisión: alcanzar un determinado volumen de potencia instalada. En el caso fotovoltaico, el objetivo de referencia eran 371 MW. Alcanzado el 85 por 100 de este
objetivo, se ponía en marcha el proceso de revisión de las tarifas (art. 22.1). Este
empezaba con el anuncio del plazo máximo de prórroga del esquema retributivo
vigente, cuya duración no podía ser inferior a un año. Una vez vencido este periodo
extra, las nuevas plantas pasarían a percibir una remuneración equivalente al precio
final horario del mercado mayorista de la electricidad (si habían optado por la tarifa,
como era habitual en el sector fotovoltaico). En otras palabras, la retribución caía en
picado dado que los precios de mercado eran muy inferiores a la tarifa.
En los doce meses anteriores a la entrada en vigor del RD 661/2007, la capacidad
instalada había ido creciendo a un ritmo medio mensual de 17 MW. Puesto que,
en mayo de 2007, había 261 MW fotovoltaicos conectados a la red, el objetivo del
RD se alcanzó en apenas unas semanas: al mes siguiente, la CNE ya contabilizó
Para encuadrar estas medidas dentro de la política de regulación de las fuentes renovables de
electricidad en España, véanse del Río y Gual (2007) y del Río (2008).
1
187
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
326 MW. Queda claro, por lo tanto, el intento del legislador de controlar la expansión de la generación fotovoltaica, probablemente preocupado por su elevado coste.
Sin embargo, la prórroga fijada (que fue anunciada en septiembre de 2007) era muy
larga y estaba abocada, si no entraba en vigor un nuevo esquema tarifario, al fin del
régimen retributivo preferencial.
Para seguir con detalle lo acaecido en el plazo transitorio, véase el Gráfico 1, que
muestra la capacidad fotovoltaica instalada mes a mes desde febrero de 2006 hasta
terminar 20112.
gráfico 1
5
Potencia fotovoltaica mensual instalada (febrero 2006-2011)
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700
600
RD 1578/2
2008
RD 661/2007
RD 436/2004
4
medio mensual: 15,17%
1
media mensual: 177
7 MW
500
RD 1578/20
008
medio mensu
ual: 0,51%
media mensual: 29 MW
RDL 14/2010
medio
4%
mensual: 0,64
400
MW
RD 1565/20
010
media mens
sual:
28 MW
300
200
0
-100
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
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mar
abr
may
jun
jul
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sep
oct
nov
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feb
mar
abr
may
jun
jul
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mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
100
20
007
2008
2009
2010
2011
200
06
meses/a
años
Figurra 1. Potenciia fotovoltaicca mensual in
nstalada (febbrero 2006-2011)
Como se observa, durante el otoño de 2007 y posterior invierno, la potencia empezó a crecer, aunque de forma un tanto irregular. Sin embargo, habida cuenta del
lapso necesario para la redacción y tramitación de los proyectos, estaba claro que
Comoo se observaa, durante el otoño de 20007 y posterio
invierno, la potencia eempezó a creecer,
la
expansión era cada vez más rápida. El puntoorálgido
fueron los meses de junio y
aunquue de forma un tanto irreegular. Sin em
mbargo, habida cuenta del
d lapso neceesario para laa re2
Elaboración propia en base a los datos publicados por la CNE con fecha de actualización del
dacciión y tramita
losfuente,
p
proyectos,
esstaba instalada
claro queselaentiende
expanssión
era cada
a vezconectada
más ráp
pida.
17/2/2012.
Según ación
explicadeesta
por potencia
la potencia
bruta
a la
red instalada esté, o no, facturando energía. Hay que advertir que los datos publicados en 2012 reducen
El forma
puunto significativa
álgido fueron
f cifras
los anteriores:
meeses de por
junio
o y septiemb
bre de 2008
c en 2010
cuando
se lle
egaron
a insytalar
de
ejemplo,
la potencia
instalada
es
entre 300
500
MW menor, magnitud que se duplica si la comparación se extiende hasta octubre de 2011. De hecho,
desde
demensuales.
2010, la potencia
fotovoltaica
consignada
es entread
uninscrita
10 y uner16
por3.116
100 menor.
más de
dmediados
500 MW
A finales
dee septiembre,
, la capacida
ra de
MW.
M
A tenor de las explicaciones dadas por la CNE, la modificación se debería a la puesta al día de las facturaciones,
efecto
de las
inspecciones
llevadas
al ecía
haberde
considerado
por yseparado
El booom alque
estaaba
viviendo
o el sector
fo a cabo y, sobretodo,
fotovoltaico
español
e
care
preceedentes
deejaba
los datos de la generación solar termoeléctrica. Los informes mensuales de ventas de energía del régimen especial están disponibles en www.cne.es.
boquiabierto al mundo
m
entero.
188cuadernos económicos de ice n.º 83
septiembre de 2008 cuando se llegaron a instalar más de 500 MW mensuales. A
finales de septiembre, la capacidad inscrita era de 3.116 MW. El boom que estaba
viviendo el sector fotovoltaico español carecía de precedentes y dejaba boquiabierto al mundo entero.
Conocida la evolución de la potencia, el Gráfico 2 muestra la evolución del volumen de prima equivalente percibida por el sector fotovoltaico, tanto en términos
absolutos como por kWh. A simple vista queda claro el enorme impacto económico
del boom fotovoltaico.
gráfico 2
Evolución de la prima fotovoltaica equivalente
El Cuadro 1 (elaboración propia de datos de la CNE) muestra cómo el alto coste
del kWh fotovoltaico provoca que, el peso de la prima equivalente asociada, sea
cuatro o más veces más intenso que su contribución al mix de generación de las
técnicas del régimen especial.
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
189
CUADRO 1
El peso de la tarifas y la contribución de la
generación fotovoltaica
Prima fotovoltaica/prima
equivalente (%)
Aporte fotovoltaico al mix régimen
especial (%)
2004
0,494
0,038
2006
2,235
0,205
2005
2007
2008
2009
2010
2011
1,123
8,502
29,346
42,844
37,205
34,816
0,079
0,849
3,698
7,621
7,009
8,009
Vistos los hechos, falta por discernir los factores que los motivaron. Para empezar,
un error habitual es atribuir la responsabilidad principal, o incluso exclusiva, del
boom a la excesiva tarifa fotovoltaica. Sin embargo, se trata de un diagnóstico
precipitado, superficial. El Gráfico 3 exhibe la trayectoria temporal trimestral de
las tarifas desde finales de 1998 hasta finales de 2011. Se han indicado, también,
los periodos de vigencia de los diversos reales decretos que inciden en la técnica
fotovoltaica (elaboración propia a partir de las bases de datos de la CNE).
Si se pone atención en el periodo abarcado por los reales decretos 436/2004 y
661/2007, se observa que la retribución para las instalaciones fotovoltaicas más comunes se mantuvo justo por debajo de los 45 cts€/kWh desde inicios de 2006. Por
consiguiente, responsabilizar sólo a las tarifas implica pasar por alto el hecho de que
el boom tardó casi dos años en arrancar (o más, si se tiene en cuenta que las tarifas
del RD 436/2004 apenas eran inferiores). Habrá de confeccionarse, pues, un cuadro
causal más complejo.
Tras evaluar la situación económica del momento y los rasgos técnicos de la
generación fotovoltaica, diversas serían los factores que animaron el boom. A saber,
190cuadernos económicos de ice n.º 83
8
gráfico 3
Evolución de las tarifas fotovoltaicas (1998-2011)
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RD 2818/1998
RD 436/2004
RD 661/2007
RD 1578/2008
45
40
RD 1565/2010
50
cts€/kWh
35
30
25
20
� 5 kW
> 5 kW
� 100 kW
>100 kW a �10 MW
> 10 a 50 MW
techo �20 kW
techo <20 kW a 2 MW
suelo <10 MW
15
10
5
0
IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV
1998 1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Trimestre/Año
Figura 3. Evolución de las tarifas fotovoltaicas (1998-2011)
1. Los efectos de la progresiva debilidad del sistema financiero internacional, se
1. Los efectos
deagravados
la progresiva
debilidad
delelsistema
financierode
internacional,
se vieron
agravieron
en España
por
empeoramiento
las expectativas
del sec-
tor de la construcción. Ante la crisis que se avecinaba, había que diversificar
vados los
en España
por elacumulados
empeoramiento
de años
las expectativas
de laen
construcción.
excedentes
en los
anteriores.del
La sector
inversión
energías
renovables, rentable y muy segura, atrajo a todo tipo de inversionistas: desde
grandes corporaciones a profesionales y pequeños empresarios, pasando por
fondos deLa
inversión
de energías
pensiones,
nacionales
y extranjeros.
años anteriores.
inversióny en
renovables,
rentable
y muy segura, atrajo a todo
2. Las instituciones financieras publicitaron la inversión en plantas fotovoltaicas
un magnífico
La agran
capacidadyde
comunicación
tipo decomo
inversionistas:
desdeproducto
grandes financiero.
corporaciones
profesionales
pequeños
empresade bancos y cajas explica que tales virtudes, nada desdeñables ante el empeorios, pasando
porde
fondos
de inversión ysede
pensiones, con
nacionales
y extranjeros.
ramiento
las expectativas,
difundieran
rapidez.
La inversión total en
las más de 50 mil plantas fotovoltaicas existentes, se estima en unos 20 mil
2. Las instituciones
publicitaron
inversión
en plantaspor
fotovoltaicas
como un
millones definancieras
euros, un 75
por 100 delalos
cuales aportados
la banca española
o extranjera.
magnífico producto financiero. La gran capacidad de comunicación de bancos y cajas ex3. A menudo, las instituciones financieras otorgaron facilidades crediticias a particulares
a travésnada
del método
del project
finance. Se constituía,
pues, una peplica que
tales virtudes,
desdeñables
ante el empeoramiento
de las expectativas,
se diqueñísima sociedad promotora del huerto solar que, a pesar de operar con un
altocon
nivel
de endeudamiento
conenrespecto
a sus
recursos
la garantía
fundieran
rapidez.
La inversión total
las más de
50 mil
plantaspropios,
fotovoltaicas
existentarifaria aseguraba la obtención de un flujo neto de caja para afrontar el servicio del préstamo. La duración de los créditos se extendía por una década o
poco más.
Ante la crisis que se avecinaba, había que diversificar los excedentes acumulados en los
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
191
4. El carácter modular de las instalaciones fotovoltaicas facilitó que la inversión
fuese asequible a infinidad de pequeños inversores.
5.Agrupar conjuntos de módulos de poca potencia, cada uno con su denominación social y su/s titular/es, resultaba más fácil que constituir grandes parques
cuyo capital social estuviese repartido entre múltiples accionistas. De esta forma, el sistema de los huertos solares facilitó el crecimiento del sector.
6. La perspectiva de una regulación más severa con posterioridad al mes de septiembre de 2008, animó la carrera de los meses anteriores. No solamente el
largo plazo transitorio terminaba de forma abrupta, sino que, en fecha tan temprana como septiembre de 2007, se divulgó un borrador de nuevo real decreto
que incluía una clara rebaja de tarifas.
7.Otra razón a tener en cuenta es que pueden ubicarse placas fotovoltaicas por
doquier. España cuenta con miles de km2 con elevada radiación solar. Gran
parte de este territorio está poco poblado y consiste en terrenos de escaso o
modesto valor agrícola. La única restricción importante es el punto de conexión. Aun así, la disponibilidad de emplazamientos es ingente.
8.Algunos gobiernos regionales ampliaron las ventajas económicas a los promotores fotovoltaicos, otros simplificaron las condiciones para su aprobación
y, en algunos casos, a medida que se acercaba la fecha límite, se actuó con
poco rigor administrativo.
9. Existen razones sólidas para creer que se obtenía una rentabilidad superior a la prevista por el regulador. Mientras la memoria económica del RD
661/2007 preveía una TIR situada entre un suelo del 5 por 100 y un techo
del 9 por 100, las empresas instaladoras que peinaban el territorio en busca
de los mejores emplazamientos, entusiasmaban a los posibles inversores
con rentabilidades de entre el 10 y el 15 por 100. Las razones de ello serían
las dos siguientes:
• Dado que la potencia de un parque se define por la capacidad nominal del
inversor, una práctica común fue dimensionar el campo de módulos un 1520 por 100 por encima de ésta. Con ello aumentaba la cantidad de energía
vertida a la red y, de ahí, la rentabilidad de la inversión.
• La continua mejora de las placas ha permitido generar más energía para
una misma potencia nominal lo cual, junto con el descenso de sus precios
desde 2009, habría llevado a la sustitución de módulos, con apenas unos
pocos años de antigüedad, por otros de mayor potencia y más baratos.
Dado el vacío regulatorio al respecto, esta práctica no acarreaba una menor retribución, con lo que se alcanzaban mayores niveles de rentabilidad
(Asif, 2011, p. 29).
Ambas circunstancias aumentaron los niveles de producción, o su equivalente en número de horas de funcionamiento a potencia nominal (factor de
carga), utilizados en el cálculo de la rentabilidad de los parques.
192cuadernos económicos de ice n.º 83
10.Durante aquellos meses, la cotización del euro frente al dólar fue muy elevada. La coyuntura era, pues, propicia a las importaciones masivas de paneles
y otros componentes, como muestra la tabla 2 (datos procedentes de Funk
et al., 2010, p. 53). Se constata que el saldo en 2007 y 2008 fue muy negativo.
cuadro 2
Comercio exterior español de células y módulos
fotovoltaicos (millones de $)
Exportaciones
1996
2000
2004
2005
14,5
54,3
283,1
266,7
2006
2007
2008
258,2 11.190,0 00.363,6
Importaciones
19,7
31,3
62,8
198,5
942,1 3.126,3 7.946,5
Saldo
–5,2
23,0
220,3
68,2
–683,9 –2.036,3 –7.582,9
Este flujo de importaciones coincidió con la insuficiencia temporal de polisilicio (material base para las células) debido a la fuerte demanda internacional, lo que presionó al alza los precios de los módulos (hasta principios
de 2009). A su vez, se sospecha que los fabricantes cargaban precios más altos a los equipos destinados al boyante mercado español. Una práctica que,
probablemente, también siguieron distribuidores y promotores domésticos.
El alto precio que se pagó por los módulos, recortó la rentabilidad de los
parques aunque no lo suficiente como para desistir de los proyectos.
La combinación de todos estos factores económicos y técnicos, explica la extraordinaria evolución del sector fotovoltaico durante buena parte del año 2008.
A finales de septiembre, la tónica cambió drásticamente.
3. El RD 1578/2008
El RD 1578/2008 fue el primero en clasificar las instalaciones fotovoltaicas según ubicación, dando una ligera ventaja retributiva a las de techo. Además, con el
fin de controlar el crecimiento del sector, se estableció un sistema de convocatorias
trimestrales, cuyo grado de éxito en satisfacer el cupo de nueva capacidad fotovoltaica admitida, determinaba el precio del kWh que percibirían los proyectos inscritos.
Para ajustar las solicitudes de nuevas instalaciones y el cupo de potencia de cada
convocatoria, se creó el Registro de preasignación de retribución (art. 4). El mecanismo diseñado suponía un descenso interanual de las tarifas del 10 por 100. Para las
plantas en activo, la tarifa inicial percibida se actualizaba durante 25 años. Hay que
añadir que el artículo 10.2 ponía punto final a los huertos solares.
La entrada en vigor del 1578/2008, con su estricto cupo y descenso asociado de
las tarifas, junto con los efectos de la crisis económica, frenaron en seco la expansión
193
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
de la capacidad fotovoltaica. De acuerdo con el Gráfico 4 (datos procedentes de la
CNE), no sólo la tendencia cambió de forma radical sino que, durante el primer año
de vigencia de esta norma, el sector quedó casi paralizado.
Dada la estrechez de los cupos, a lo largo de las primeras convocatorias, cuyo
calendario se retrasó, fue muy alto el número de proyectos de plantas de suelo que
estuvieron a la espera. A su vez, los proyectos de techo no consiguieron cubrir su
correspondiente cupo hasta finales de 2009 e inicios de 2010 por la falta de experiencia previa3.
¡Error! No hay texto con el estilo especificado en el documento.
13
gráfico 4
Evolución de la potencia fotovoltaica acumulada (2006-2011)
4.500
4.000
RD 436/2004
RD 1578/2008
RD 661/2007
3.500
RD 1578/2008
RD 1565/2010
3.000
RDL 14/2010
MW
2.500
2.000
1.500
1.000
0
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
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feb
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abr
may
jun
jul
ago
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nov
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feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
500
2006
2007
2008
2009
2010
2011
meses/años
Figura 4. Evolución de la potencia fotovoltaica acumulada (2006-2011)
El freno regulatorio y la crisis económica supusieron la pérdida de muchos puestos de trabajo. Si en el año 2006 la ocupación directa en el sector fotovoltaico se
cifraba en alrededor de 6.300 personas (Jäger-Waldau, 2007, pp. 82-83), con el boom
El freno regulatorio
y la crisis
la pérdida
muchosCuadro
puestos 3)
de (ASIF,
trabajo.
ascendió
rápidamente
para económica
caer luegosupusieron
de la misma
formade(véase
2011,
p. 87).
Si en el año 2006 la ocupación directa en el sector fotovoltaico se cifraba en alrededor de
Otro fenómeno del momento fueron los rumores acerca de prácticas especulativas
con
derechos
de instalación.
evitarlas,
los RD
661/2007
y RD para
1.578/2008
6.300los
personas
(Jäger-Waldau,
2007:Para
82-83),
con el boom
ascendió
rápidamente
caer lueexigieron avales. También ha habido fondos de inversión y de pensiones, nacionales
go de la misma forma. Véase la tabla 3 (ASIF, 2011: 87).
3
Las condiciones económicas que fijó el RD 1578/2008, no provocaron una severa reducción
Otro
fenómeno
momento fueron
losalrumores
prácticas
los
de la
rentabilidad
de del
las instalaciones,
debido
descensoacerca
de los de
precios
de losespeculativas
módulos (Mir,con
2009,
pp. 133-136).
derechos de instalación. Para evitarlas, los RD 661/2007 y RD 1578/2008 exigieron avales.
También ha habido fondos de inversión y de pensiones, nacionales e internacionales, que han
194cuadernos económicos de ice n.º 83
e internacionales, que han adquirido parques en funcionamiento según la retribución
establecida en tales reales decretos. Parece que se han llegado a pagar entre 6.000 y
8.200 €/kW (Cinco Días, 4/11/2008, p. 5).
cuadro 3
Puestos de trabajo en el sector fotovoltaico español
Puestos de trabajo
Fijos
Temporales
Total
2008
15.400
26.300
41.700
2009
11.300
2.600
13.900
2010
11.600
2.100
13.700
2011
10.600
1.600
12.100
Otra vicisitud más fue el fraude con la fecha de inicio de actividad de las plantas
fotovoltaicas. Algunos promotores, con la colaboración de instancias administrativas, llegaron a falsificar dicha fecha para que su instalación quedase acogida a las
mejores condiciones económicas del RD 661/2007. A finales de 2008, la CNE inició
una campaña de inspección que, en julio de 2009, se extendió a las plantas sujetas al
RD 1578/2008, donde también se sospechaban irregularidades administrativas. Para
reforzar el apoyo legal a esta campaña, el Ministerio de Industria hizo público un
borrador de real decreto en enero de 2009, aunque hasta el 5 agosto del año siguiente
no se promulgó el RD 1.003/2010. Esta norma creaba en el seno del Registro estatal
del régimen especial una sub-sección singular: la de las instalaciones sin retribución primada. No obstante, las plantas irregularmente acogidas al RD 661/2007 que
voluntariamente renunciasen a este régimen económico, ni tendrían que reintegrar
la prima percibida hasta el momento, ni serían sancionadas. Cuando acabó el plazo
correspondiente, el Ministerio de Industria apenas había recibido la renuncia de 982
instalaciones, que totalizaban una capacidad de 64,56 MW.
Mientras tanto, la campaña de inspección seguía su curso. A mediados del año
2011, había 1.282 plantas con el cobro de la prima suspendido (que representaban
unos 228 MW). Pocos días después, saltó la noticia de que el Ministerio de Industria
había admitido muchas de las alegaciones formuladas a la suspensión cautelar de la tarifa. Finalmente, la potencia considerada irregular se estimó en unos escasos 89 MW.
4. El déficit tarifario y las normas aprobadas en 2009 y 2010
A lo largo del año 2010, la discusión acerca del lastre económico de la tarifa fotovoltaica y, por extensión, el coste de promoción de las fuentes renovables, se mezcló
con el asunto del llamado déficit tarifario. Dos hechos de naturaleza muy diferente
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
195
que, por la fuerza de las circunstancias, quedaron de inmediato emparejados en el
espinoso debate a propósito del costo del recibo de la luz y, de forma más general,
las expectativas económico-financieras del sistema eléctrico español.
Cuando a finales de los años 90, el gobierno decidió controlar la evolución de las
tarifas eléctricas con el objetivo de mantener comparativamente bajos los precios de
la electricidad, la contrapartida fue el déficit tarifario, esto es, la diferencia entre las
tarifas aprobadas por el gobierno y los costes (generación, distribución y otros) que
la ley exige que sean sufragados con tales tarifas. Un déficit que toma la forma de
una deuda de los consumidores con el sector eléctrico.
El monto del déficit tarifario ha sufrido importantes altibajos con el paso de los
años. Nulo o de escasa magnitud a principios de la pasada década, a lo largo de su
segunda mitad la recaudación por peajes fue quedando progresivamente rezagada
con respecto a los costes que tenía que cubrir4. La impopularidad de un gran aumento
de las tarifas eléctricas llevó a que se optase por desplazar hacia el futuro el pago del
déficit tarifario, titulizándolo con aval del Estado desde 2010. Simultáneamente, se
fueron tomando medidas para frenar su acumulación y avanzar en su reducción. Los
recibos de la luz de los próximos años incorporarán, pues, el pago del servicio de la
deuda eléctrica.
El debate acerca de qué medidas tomar ha sido encarnizado. Sin ánimo de entrar
en detalles, el sector de las renovables ha exigido revisar ciertos capítulos de los gastos generales del sistema eléctrico, como las compensaciones por los sistemas extrapeninsulares o los costes de transición a la competencia; aplicar un impuesto sobre
los windfall profits de las plantas nucleares e hidroeléctricas; o cargar fiscalmente
a los hidrocarburos por las emisiones que conllevan. Los sectores aludidos, por su
parte, han presionado en favor del recorte a la capacidad y a las tarifas y primas del
régimen especial, especialmente las técnicas solares. En el momento de escribir estas
páginas (principios de marzo de 2012), las principales medidas que se han tomado
para frenar la acumulación del déficit han afectado a las técnicas renovables, tal
como se explica en breve y en el próximo apartado.
Para empezar, el RD 1.565/2010 eliminaba, para las plantas fotovoltaicas inscritas según el RD 661/2007, la tarifa regulada más allá del vigésimo quinto año.
Este punto fue rechazado de plano por las asociaciones patronales por considerarlo
retroactivo. Además, esta norma incluía una rebaja de tarifas de carácter extraordinario, tal como mostraba el Gráfico 3. Este punto pone de manifiesto que el esquema
retributivo del RD 1.578/2008, mucho más flexible que el anterior, estableció, sin
embargo, una tasa de descenso de la tarifa que fue rebasada por el descenso del
precio de los paneles en esos años. Una circunstancia que, por ejemplo, también ha
afectado el régimen tarifario alemán.
4
Capítulos como el transporte y la distribución eléctrica, el plan de residuos radioactivos, las primas del régimen especial, los planes de ahorro y eficiencia energética, los pagos por capacidad, las
compensaciones extra-peninsulares, etc. y el servicio de la deuda tarifaria ya titulizada. A finales de
2011 el déficit tarifario acumulado se estimaba en 24 mil millones de euros.
196cuadernos económicos de ice n.º 83
Simultáneamente fue tomando forma el RDL 14/2010 cuyo objetivo principal, aunque no el único, era incidir de lleno en las condiciones retributivas del
RD 661/2007. Un asunto sin duda de mayor calado económico y legal. Así, pues,
esta norma limitó las horas de funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas cuyos kWh generados se retribuirían a tarifa. El descenso fue más acusado para las
plantas acogidas al RD 661/2007. También para estas instalaciones se extendió en
tres años el plazo de veinticinco con retribución preferente que había establecido el
RD 1565/2010, apenas un mes antes.
El sector insistió en que limitar el número de horas con derecho a tarifa era retroactivo. Sin embargo, varias sentencias del Tribunal Constitucional distinguen dos situaciones diferentes5: por un lado, un cambio a posteriori de una norma vigente que
obligase a la devolución de las cantidades ya percibidas, una medida que considera
claramente retroactiva, y, por el otro, la modificación de las condiciones económicas
sólo desde el momento que entre en vigor la nueva norma, sin que se reclamen las
cantidades ya percibidas. En este segundo supuesto, la modificación tiene que respetar los plazos de adaptación y garantizar la viabilidad económica de las inversiones
ya realizadas, según apunte la ley superior en que se apoya la regulación, en este
caso, la Ley del Sector Eléctrico. Dos condicionantes que, dicho sea de paso, no
están exentos de ambigüedad.
El sector se movilizó masivamente contra el RDL 14/2010. Especialmente activo
fueron los fondos de inversión que, con el paso del tiempo, habían pasado a controlar
parte del parque fotovoltaico. La prensa se hizo eco de presiones de varias embajadas a la CNE, al Ministerio de Industria y la Presidencia del Gobierno6. También el
Comisario Europeo de la Energía afirmó que se podría abrir expediente a España, si
la nueva regulación ponía en peligro los objetivos de generación renovable fijados
por las directivas de la UE.
No existe o no se ha publicado un estudio riguroso sobre el impacto del RDL
14/2010 sobre la rentabilidad de las plantas fotovoltaicas. No obstante, en Asif
(2011, pp. 29-30) se expone, de forma un tanto confusa, que una planta con dos ejes
de seguimiento, una relación potencia pico/potencia nominal de 1,2, con 2.300 horas
de actividad y localizada en la zona climática IV (básicamente la mitad sur del país),
sufre un descenso próximo al 20 por 100 de sus ingresos anuales. Por el contrario, si
la relación de potencias es 1, la merma de ingresos es del 5 por 100. Como término
medio, esta fuente estima un descenso del 10 por 100. Si se trata de plantas acogidas
al RD 661/2007, la disminución, ahora en términos de rentabilidad, sería de casi un
40 por 100 y de un 25 por 100, respectivamente.
En otro orden de cosas, a mediados de 2010, de acuerdo con lo dispuesto en la
Directiva 2009/28/CE de Energías Renovables, se redactó el Plan de Acción Nacio5
Por ejemplo, las sentencias del Tribunal Constitucional 42/1986 del 10 de abril de 1986, publicada el 29 de abril, y 227/1988 del 29 de noviembre de 1988, publicada el 23 de diciembre.
6
Directivos de varios fondos internacionales, con más de 3 mil millones de euros invertidos en
plantas fotovoltaicas, se dirigieron por carta al Presidente del Gobierno instándole a que la retribución
no fuese recortada (Cinco días, 21/6/2010, portada y p. 3).
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
197
nal de Energías Renovables de España (PANER, 2010). En él se indicaba que, para
2020, las energías renovables deberían de aportar el 22,7 por 100 de la energía final
bruta consumida. En el mix de generación eléctrica renovable, la fotovoltaica y la solar termoeléctrica aportaban el 3,6 y 3,8 por 100, respectivamente. A partir de 2015,
el PANER preveía una penetración creciente de la energía fotovoltaica procedente
de instalaciones para autoconsumo conectadas a la red. En el caso de la solar termoeléctrica, la capacidad acumulada en 2020 se estimaba en 5.079 MW.
El PANER, junto con el dictamen de la Subcomisión de Energía del Congreso,
marcaron las líneas maestras del Plan de Energías Renovables (2011-2020) (PER,
2011). En éste la capacidad instalada fotovoltaica descendía hasta los 7.250 MW,
esto es, 1.117 MW menos que los fijados en el PANER. También descendía la capacidad solar termoeléctrica: la meta para 2020 pasaba a ser 4.800 MW (PER, 2011,
pp. 19-20). De todas formas, la potencia solar termoeléctrica subía 7,6 veces a lo
largo de la década, mientras que la fotovoltaica no llegaba ni a duplicarse.
5. La regulación de la generación solar termoeléctrica
A lo largo de los años considerados, las vicisitudes experimentadas por el sector
solar termoeléctrico tuvieron un cariz muy diferente a las del fotovoltaico. Aunque
el combustible sea el mismo, se trata de técnicas sin relación entre sí. Además, el
proceso de maduración de sus proyectos es mucho más largo y el perfil empresarial
del sector muy distinto.
Las bases de la regulación de la generación solar termoeléctrica se establecieron
en los RD 2818/1998 y 436/2004. Aunque nada decían acerca de las diversas tipos
de plantas, sí abordaban la cuestión de la hibridación. Por su parte, el RD 661/2007
establecía la siguiente tarifa, sin distinción de técnicas o potencias: los primeros
25 años, 26,9375 cts€/kWh y para el resto, 21,5498 cts€/kWh. Una vez autorizada,
esta tarifa sería actualizada todos los años menos una reducción igual a la fijada para
las tarifas fotovoltaicas. Sin embargo, se abrió la opción de que los productores solares termoeléctricos vendiesen la electricidad en el mercado mayorista, percibiendo
el precio final horario medio de éste más una prima (λ). La retribución total (pT) y
el valor de la prima serían calculados, hora tras hora, según el patrón que muestra el
Gráfico 5.
198cuadernos económicos de ice n.º 83
gráfico 5
La prima variable de la generación solar termoeléctrica
40
34,3976
35
LS
pT 30
Tarifa regulada = 26,9375
25
(cts€/kWh)
l
LI
20 25,4038
15
10
5
0
5
8,9976
10 15
20
25 30
LI
25,4038
35
40
W
LS (ds€/kWh)
34,3976
El productor percibe, como mínimo, 25,4 cts€/kWh (o límite inferior, LI , que, en
el caso solar termoeléctrico coincide con la prima de referencia). Si el precio de mercado supera los 8,9976 cts€/kWh, la suma de éste más la prima de referencia rebasa
el límite superior (LS). Por ello, la prima a percibir va descendiendo paulatinamente.
El resultado es que el kWh se retribuye al límite superior para un amplio recorrido
de valores del precio de mercado. Un límite superior que está por encima de la tarifa.
No resulta, pues, sorprendente que las plantas solares termoeléctricas hayan optado
por la prima variable. Finalmente, si el precio de mercado supera el límite superior,
los productores no perciben prima. El precio cobrado es el del mercado mayorista.
Como ya sucedió con la técnica fotovoltaica, a pesar del apoyo ofrecido por el
RD 661/2007, durante meses nada significativo ocurrió. Los proyectos con vocación comercial llegaban con cuentagotas. No obstante, a lo largo de 2008 el sector
empezó a ser noticia. Una tendencia que se reforzó en 2009, cuando pasaron a ser
comunes las declaraciones de diversas empresas, muchas de ellas grandes firmas
de la construcción y de la ingeniería, que decían estar desarrollando proyectos de
plantas comerciales (San Miguel, Del Río y Hernández, 2010). Esta aceleración fue
incentivada, por una parte, por la existencia del objetivo de 500 MW que preveía el
RD 661/2007. Una vez alcanzado el 85 por 100 de esta cifra, empezaba un plazo
transitorio cuya conclusión sería, probablemente, una rebaja de las primas. Por la
otra, el RDL 6/2009 extendió el requisito de inscripción en el Registro de preasignación a todas las técnicas del régimen especial.
A finales de 2009, se contabilizaban proyectos en curso de redacción o tramitación que totalizaban unos 4.000 MW, aunque sólo la mitad había depositado el aval
para optar a la pre-asignación. Un momento clave fue el 13 de noviembre de 2009,
199
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
cuando el Consejo de Ministros aprobó una previsión de 2.400 MW solares termoeléctricos adicionales, hasta finalizar 2013. Ello suponía unas 55 nuevas plantas. No
se abordó, sin embargo, el tema de la retribución, que continuaría ajustada al RD
661/2007, aunque con algún tipo de recorte. Las negociaciones entre el sector y el
Ministerio de Industria dieron paso al RD 1.614/2010. Como punto principal, esta
norma limitaba el número de horas de funcionamiento con derecho a prima, diferenciándose hasta ocho modalidades de generación solar termoeléctrica. Estos límites
no serían revisados para toda su vida útil en el caso de las plantas inscritas con carácter definitivo con anterioridad a la entrada en vigor del RDL 6/2009, esto es, el
7 de mayo de 2009, así como algunas otras no definitivamente inscritas en la fecha
recién indicada pero que cumplían con ciertos requisitos documentales y que habían
depositado el aval correspondiente. Además, el artículo 4 suprimía la correspondiente revisión de tarifas dispuesta en el artículo 44.3 del RD 661/2007. Así pues, la negociación entre las autoridades y el sector consistió en garantizar la inscripción para
los proyectos más maduros todavía pendientes, junto con una atractiva retribución
para toda su vida útil, a cambio de fijar un límite al número de horas con derecho a
prima y una reducción en el número de MW solares termoeléctricos que, según se
había pregonado, estaban desarrollándose.
Para terminar con este apartado, el Gráfico 6 muestra la expansión mensual de
la capacidad instalada solar termoeléctrica desde 2007 a 2011, mientras que el Cuadro 4 reúne los datos básicos relativos a la generación solar termoeléctrica (en ambos
casos, elaboración propia en base a datos de la CNE).
gráfico 6
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Capacidad
solar
termoeléctrica
(2007-2011)
1000
900
800
700
600
500
400
300
2009
Meses/ años
Figura 6: Capacidad solar termoeléctrica (2007-2011)
nov
jul
2011
sep
mar
2010
may
nov
ene
jul
sep
mar
may
nov
ene
jul
sep
mar
may
nov
ene
jul
2008
sep
mar
may
nov
enero
jul
2007
sep
may
ene
0
mar
200
MW
100
23
200cuadernos económicos de ice n.º 83
cuadro 4
Datos básicos de la generación solar termoeléctrica
Potencia operativa
(MW)
Energía vendida
(GWh)
Prima equivalente
(miles €)
Prima
€/MWh
~1.232
<4.817
>554.496,5
264,5
2010 (p)
~1.532
<0.692
5184.872,0
267,1
2011 (p)
~1.999
01.777
5426.274,0
239,9
2012 (p)
~1.500
<4.800
>553.000,0
–
2009 (p)
Para los años considerados en el cuadro y su comparación con los datos del Gráfico 2, en términos de prima equivalente el coste del kWh solar termoeléctrico es,
aproximadamente, 0,6 veces el fotovoltaico.
6. La moratoria de enero de 2012 y el informe del 7 de marzo de la CNE
El pasado 27 de enero de 2012 el Consejo de Ministros aprobó, por procedimiento de urgencia, el RDL 1/2012, que, amparándose en la necesidad imperiosa de
frenar la acumulación de más déficit tarifario, suspende, por un periodo no definido,7
la retribución preferente a toda nueva instalación solar y eólica. En concreto, se suprimen tarifas, primas y los complementos por eficiencia y por energía reactiva. Una
supresión que afecta a cualquier instalación que, para el día 28 de enero, fecha de entrada en vigor del RDL, todavía no estuviese inscrita en el registro de preasignación.
También todos aquellos promotores que, de forma voluntaria, opten por no ejecutar
su proyecto aunque lo tengan ya inscrito, podrán recuperar los avales depositados.
El artículo 4 suspende el procedimiento de preasignación para todas las técnicas
del régimen especial. Además, el artículo 4.2 se refiere de forma expresa a la interrupción de las convocatorias del cupo fotovoltaico para 2012 y años sucesivos.
En la exposición de motivos, párrafos 7 a 9, se declara que las medidas del RDL
no ponen en riesgo el incumplimiento por parte de España de los compromisos asumidos en el marco del triple 20 fijado por la UE. Por su parte, el párrafo 12 hace referencia a ciertas reformas regulatorias en estudio favorables al net-metering, aunque
no se concreta nada ni se fijan plazos. También merecen ser destacados los párrafos
13 y 14 que hablan de la necesidad de diseñar un nuevo modelo retributivo. Su lectura parece sugerir que, cuando se reactive la política de fomento de las renovables, la
asignación de potencia se hará mediante subastas. Más concreta es la norma cuando
detalla que son 550 MW la potencia fotovoltaica afectada, esto es, el cupo de 2012,
a la vez que permite la puesta en marcha de las plantas solares termoeléctricas ya
registradas (unos 1.600 MW). Una disposición que no recoge la petición de UNESA
de establecer una moratoria total para este tipo de generación.
Aunque se afirma que la supresión es de carácter temporal, dado que queda supeditada a la resolución del déficit tarifario, puede suponerse que la suspensión se extenderá, cuanto menos, un par de años.
7
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
201
La impresión general es que, para el legislador, las técnicas solares (y la eólica)
son las principales responsables de la dinámica del déficit tarifario. Aunque el mayor
peso se reserve para la fotovoltaica, el RDL 1/2012 perjudica comparativamente más
a la solar termoeléctrica, dado que se reduce a la mitad el techo de potencia pactado
en 2010. Por lo que se refiere a la técnica fotovoltaica, a la drástica reducción de la
actividad sufrida en 2009, se añade ahora su parálisis total sine die. Si bien en términos comparativos el daño adicional es limitado, en valores absolutos el sector cae en
un estado vegetativo.
Sin embargo, no está claro que, con las medidas contenidas en esta norma, se
resuelva el problema del crecimiento sostenido del déficit tarifario. Por una parte,
la retribución a las plantas ya operativas se actualiza todos los años y, por la otra, el
déficit está provocado por causas muy diversas, algunas muy alejadas de la actividad
de las renovables. Por lo tanto, habrá que esperar a saber qué otras medidas se toman
para frenar su acumulación y, a continuación, reducirlo.
Antes de terminar con este apartado, hay que referirse al informe recién publicado por la Comisión Nacional de la Energía (CNE), relativo a las medidas para garantizar la sostenibilidad económico-financiera del sistema eléctrico español o, dicho de
forma más directa, para conseguir frenar la acumulación del dèficit tarifario (CNE,
2012). Entre las muchas iniciativas que se proponen, hay un grupo que afecta a la
generación solar termoeléctrica, especialmente a los aproximadamente 1.600 MW
ya preasignados pero sin autorización definitiva. Las medidas, sean a corto o medio
plazo, más destacadas son las siguientes:
1. Rebajar el porcentaje de hibridación al 5 por 100. Con ello, los MWh generados con el recurso a los combustibles fósiles por encima de este nivel, pasan a
ser vendidos a precios del mercado mayorista (ibídem, pp. 23 y 24).
2. Rebajar un 12 por 100 las primas ya que el supuesto utilizado años atrás para
el cálculo de la rentabilidad, consideró precios del pool superiores a los vigentes (ibídem, p. 23).
3. Para los inmediatos próximos años, retribuir la energía generada por debajo
de la prima vigente. Entrados en la segunda mitad de la presente década, las
primas se cobrarían con un plus. A cambio se otorgaría a los titulares de las
plantas una compensación por la inversión realizada cuyas anualidades, valoradas al 8 por 100, se extenderían un mínimo de 15 años (ibídem, pp. 52-53 y
115-119).
4. Desarrollar una normativa en la que el límite superior (cap) de la prima sea el
precio más alto que pueda percibir el generador. En la legislación vigente, si
el precio del pool supera este límite, la planta percibe el precio del mercado.
En la modificación propuesta, los precios mayoristas por encima del límite
superior darían paso a una prima negativa. Los generadores deberían devolver
lo percibido por encima del cap (ibídem, pp. 82-83).
202cuadernos económicos de ice n.º 83
A ello habría que añadir la propuesta de aumentar, con carácter general, las deducciones que se aplican a la actualización anual de las tarifas (ibídem, pp. 22-23)
7. Conclusiones
La líneas maestras de la regulación solar apenas variaron entre la última década
del siglo pasado y finales de septiembre de 2008. El aspecto más significativo fue
que los sucesivos reales decretos fueron, progresivamente, otorgando mayor seguridad a la inversión en fuentes renovables.
En el RD 661/2007 el legislador, consciente del comparativamente mayor coste
de la generación fotovoltaica, fijó una potencia objetivo muy cercana a la ya instalada. Con ello se confiaba en mantener bajo control la expansión de su coste tarifario.
Sin embargo, esta norma establecía paradójicamente un periodo transitorio muy largo para una técnica modular y relativamente fácil de instalar. Un lapso que, además,
terminaba de forma abrupta: las tarifas preferentes desaparecían. Parece que nadie
se percató de las potenciales consecuencias negativas de este fallo regulatorio. Se
hicieron evidentes cuando la inversión en plantas solares (y eólicas) se convirtió en
un producto financiero muy atractivo (por su rentabilidad y seguridad) en la etapa
final de un ciclo expansivo, casi sin precedentes en la economía española. Fue esta
circunstancia la que destapó los efectos nada inocuos del fallo regulatorio indicado.
Este defecto de diseño se convirtió, pues, en el talón de Aquiles de una norma que,
justo es reconocerlo, merece ser destacada por su exhaustividad y rigor.
Aunque sea absurdo exigir que un esquema regulatorio sea capaz de prever todos
los escenarios, todas las contingencias posibles, sí que debería de estar capacitado
para adaptarse, sin dilación y con encaje preciso, a los cambios propios del objeto
regulado (por ejemplo, un descenso de los costes por un avance técnico inesperado)
y/o factores exógenos al sector (como una modificación de la coyuntura que despierta un insospechado interés por la actividad en cuestión).
Una vez que las previsiones de capacidad instalada, y el concomitante coste tarifario, quedaron desbordados, los remedios estaban claros: establecer cupos para el
control estricto del aumento de capacidad y proceder a instaurar mecanismos para
sucesivas rebajas de las tarifas, tanto para las plantas ya operativas como las futuras.
Estas medidas, sin embargo, acarreaban sus problemas. Por una parte, ponían en
entredicho el cumplimiento de los objetivos del triple 20 establecidos por la UE y,
por la otra, dificultaban enormemente la posibilidad de desarrollar un sector industrial fotovoltaico y solar termoeléctrico propio, aunque las principales empresas de
ambos sectores iniciaron procesos de expansión internacional. De todas formas, el
auténtico quebradero de cabeza era el monto de la retribución de las planta acogidas
al RD 661/2007. Un grave problema económico y legal. Económico pues el recorte
de las tarifas ponía en riesgo la viabilidad económica de las plantas y, por extensión,
la recuperación de los fondos prestados. Legal por la posible retroactividad de esta
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
203
medidas. Aunque no esté claro que así sea, es probable que ello derive en un largo y
complejo pleito ante los tribunales.
Con el cambio de gobierno, la primera decisión ha sido la moratoria de toda
nueva actividad de las principales técnicas renovables. Con ello España desaparece,
en el corto plazo, del mercado fotovoltaico mundial (sólo un puñado de empresas
tiene proyección internacional) mientras que las grandes firmas implicadas en la
generación solar termoeléctrica se ven abocadas a confiar en la expansión exterior. A
medio plazo, la suerte del sector solar, tanto en España como en el resto del mundo,
queda sujeta al hecho de que el descenso de los costes, tanto de producción como de
almacenamiento (de electricidad, de calor), sea de tal magnitud que inversionistas
y particulares, sin apenas ayudas económicas de ningún tipo, encuentren atractivo
instalar placas fotovoltaicas en el suelo o en los tejados, o crezca de forma imparable el número de plantas solares termoeléctricas. No hay duda de que, con ello, la
generación solar ganará espacio tanto a costa de la generación eléctrica tradicional,
como del resto de la renovable. Si la competitividad del kWh solar se alcanza por el
aumento de los costes de generación convencional, debido al incremento del precio
de los hidrocarburos y/o el establecimiento de tasas por emisiones, las expectativas
del sector solar mejorarán sólo de forma limitada, habida cuenta de que otras fuentes
renovables seguirán en cabeza.
Referencias bibliográficas
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anual 2011, Madrid, Asociación de la Industria Fotovoltaica. Documento disponible en
www.asif.org.
[2]CNE (2008): Informe 30/2008 de la CNE en relación a la propuesta de real decreto de
retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar
fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología, Comisión
Nacional de Energía, Madrid, 29 de julio de 2008. Documento disponible en www.cne.es.
[3]CNE (2012): Informe sobre el sector energético español, Comisión Nacional de Energía, Madrid, 7 de marzo de 2012. Documento disponible en www.cne.es.
[4]Del Río, P. y Gual, M. A. (2007): «An integrated assessment of the feed-in tariff
system in Spain», Energy Policy, 35, pp. 994-1012.
[5]Del Río, P. (2008): «Ten years of renewable electricity policies in Spain: An analysis
of successive feed-in tariff reforms», Energy Policy, 36, pp. 2917-2929.
[6]De la Hoz, J. et al. (2010): «Promotion of grid-connected photovoltaic systems in
Spain: Performance analysis of the period 1998-2008”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, 14, pp. 2547-2563.
[7]Funk, J. et al. (2010): «Toward a Sunny Future? Global Integration in the Solar PV
Industry», Working Paper Series, pp. 10-6, World Resources Institute/Peterson Institute
for International Economics, Washington DC. Documento disponible en www.wri.org.
[8]Jäger-Waldau, A. (2007): PV Status Report 2007. Research, Solar Cell Production
and Market Implementation of Photovoltaics (JRC Technical Notes, EUR 23018 EN),
204cuadernos económicos de ice n.º 83
Institute for the Environment and Sustainability/Joint Research Centre/European Communities, Office for Official Publications of the European Communities, Luxembourg.
Documento disponible en http://ies.jrc.ec.europa.eu.
[9]L 54/1997: Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, Boletín Oficial del
Estado, núm. 285, de 27 de noviembre de 1997.
[10]Mir, P. (2009): Economía de la generación fotovoltaica, Lleida, Editorial Milenio.
[11] PANER (2010): Plan de Acción Nacional de Energías Renovables en España, Madrid,
IDEA/Ministerio de Industria. Documento disponible en www.idae.es.
[12]PER (2011): Plan de Energías Renovables (2010-2020), Madrid, IDEA/Ministerio de
Industria. Documento disponible en www.idae.es.
[13]RD 436/2004: Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de
la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, Boletín Oficial del
Estado, núm. 75, de 27 de marzo de 2004, pp. 13217-13238.
[14]RD 661/2007: Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, sobre la regulación de la actividad de producció de energía eléctrica en régimen especial, Boletín Oficial del Estado,
núm. 126, de 26 de mayo de 2007, pp. 22846-22886.
[15]RD 1003/2010: Real Decreto 1003/2010, de 5 de agosto, por el que se regula la liquidación de prima equivalente a las instalaciones de producción de energía eléctrica de
tecnología fotovoltaica en régimen especial, Boletín Oficial del Estado, núm. 190, de 6
de agosto de 2010, pp. 68610-68615.
[16]RD 1565/2010: Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan
y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía
eléctrica en régimen especial, Boletín Oficial del Estado, núm. 283, de 23 de noviembre
de 2010, pp. 97428-97446.
[17]RD 1578/2008: Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, sobre la retribución de
la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica
para instalaciones posteriores a la fecha de vigencia de la retribución del Real Decreto
661/2007, de 25 de mayo, Boletín Oficial del Estado, núm. 234, de 27 de septiembre de
2008, pp. 39117-39125.
[18]RD 1614/2010: Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y
modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica, Boletín Oficial del Estado,
núm. 298, de 8 de diciembre de 2010, pp. 101853-101859.
[19]RD 2818/1998: Real Decreto 436/2004, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, Boletín Oficial del Estado, núm. 312, de 30 de diciembre
de 1998, pp. 44077-44089.
[20]RDL 6/2009: Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, Boletín Oficial del
Estado, núm. 111, de 7 de mayo de 2009, pp. 39404-39419.
[21]RDL 14/2010: Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen
medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico, Boletín
Oficial del Estado, núm. 312, de 24 de diciembre de 2010, pp. 106386-106394.
[22]RDL 1/2012: Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la supresión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los
la regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en españa
205
incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a
partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, núm. 24, de 28 de
enero de 2012, pp. 8068-8072.
[23]San Miguel, G.; del Río, P. y Hernández, F. (2010): «An update of Spanish
renewable energy policy and achievements in a low carbon context», Journal of Renewable and Sustainable Energy, 2 (3), pp. 031007-1/17.
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